新建机组（共4篇）
新建机组 篇1
十一五期间我国火电建设如火如荼, 新建火电机组对自动化的要求越来越高。在调试阶段, 热工专业主要负责DCS系统 (含DEH) 及辅助控制系统的调试, 需要跟锅炉、汽机、电气、化学、燃料等大部分专业进行紧密合作。热工调试在每个电厂新建机组调试中的职责、进度安排不尽相同但又大同小异。从工程进度角度来看, 热工调试主要分成三个阶段:前期准备、进厂调试 (分系统及整套启动) 、编写调试报告。
1 前期准备
前期准备阶段主要包括人员及设备安排、参与设计联络会、控制系统培训验收、资料收集、逻辑审查、方案编写及相关材料准备等。热工调试需要确定专业负责人一名、安全质量员一名及调试人员若干, 其中安全质量员可以由调试人员兼任, 根据调试合同及进度安排, 初步安排人员分工。如果其中有刚参加工作不久的人员, 则需先安排这些人员学习调试标准、规范等。热工调试主要设备有计算机、对讲机、万用表、信号发生器、螺丝刀、短接线及办公耗材等。根据调试合同及相关规定, 熟悉调试与电建单位、DCS设备厂家等单位的调试分界。设计联络是根据与电厂、调试项目部等单位的协调, 参与控制系统设计讨论, 初步确定控制方案及逻辑功能。如果控制系统是第一次使用, 最好能到控制系统厂家培训学习或者根据资料自学, 在DCS设备出厂前, 一般需陪同业主进行出厂验收。资料收集是从电厂、设计院、主要设备厂家等单位将调试所需的设计院图纸、设备说明书、流量测量装置计算书等资料进行收集整理。逻辑审查是在四联会后根据DCS厂家组态说明书对逻辑组态进行审查、纠错。最后, 根据前面收集的资料可以制定出各个分系统、整套启动的调试方案并上报审批, 同时编制各个设备的连锁单、自动调节系统清单等。进厂调试前, 还需准备好设计变更联络单、调试记录、安全学习记录、逻辑修改单及技术交底等材料。
2 进厂调试及编写试验报告
在现场设备安装到一定阶段后, 就可以进厂调试, 这个阶段是热工调试的主要阶段。热工调试要根据整个调试的进度安排来进行, 现场情况跟前期准备阶段制定的一些材料可能会有不同, 这时候可能需要对连锁单、逻辑组态进行设计更改, 需要多方共同制定出合理的连锁保护逻辑。一些重要试验如主保护试验、横向连锁试验等需要与监理、业主等单位一起见证或者完成。试验过程中或者试验完成后, 需要及时仔细地记录试验过程中的相关数据、现象。热工主要分系统有:计算机监控系统 (DAS、SOE) 、顺序控制系统 (SCS) 、辅机连锁保护系统、锅炉炉膛安全监控系统 (FSSS) 、汽轮机监控保护系统 (DEH、TSI、ETS) 、汽轮机给水泵监控保护系统 (MEH、METS、MTSI) 、旁路控制系统 (B PS) 和模拟量控制系统 (MCS) 。在所有试验完成后, 需要对数据、图表等进行汇总, 完成各个试验报告及工作总结。
2.1 计算机监控系统 (DAS、SOE)
DAS及SOE系统主要是对整个接入DCS系统的信号进行显示、报警、趋势服务及SOE记录等。主要调试内容是对检查各个通道的设置是否正常, 对显示异常的信号可以按照从外部信号、端子板 (跳线、保险丝等) 、预制电缆、I/O模件、通讯到上位机数据库的设置这个流程进行检查。SOE调试需用信号发生器检查系统时钟的分辨率及同步性。
2.2 顺序控制系统 (SCS)
SCS系统是热工调试中内容较多的部分, 需要对机炉电系统中设计有联锁保护的设备进行远动、程控、连锁保护试验等。对于细致检查组态, 对连锁试验能实动的要尽量实动。
2.3 锅炉炉膛安全监控系统 (FSSS)
FSSS系统是对锅炉燃料系统进行控制保护, 主要包括各油枪的程控和保护;给煤系统保护及各给煤机、磨煤机的程控和保护;OFT及MFT或BT。MFT动作时, 除了通过逻辑去保护停各燃烧系统外, 还需再用硬接线回路直接到各个设备电气柜里的跳闸回路确保设备能正确跳闸。
2.4汽轮机监控保护系统 (DEH、TSI、ETS) 及汽轮机给水泵监控保护系统 (M E H、METS、MTSI)
汽轮机监控保护系统DEH、TSI、ETS之间和送给DCS、电气等系统的信号较多, 需要仔细核对。检查完TSI的组态设置后, 涉及保护的信号需要用信号发生器模拟现场信号检查组态设置是否正确, 保护是否能正确动作。DEH系统需做好静态试验及仿真试验, 确保各控制保护回路动作正确。汽轮机给水泵系统的调试与汽轮机相似。
2.5 旁路控制系统 (BPS)
旁路控制系统一般采用集成化较高的控制系统, 在DCS侧只需发出旁路门控制指令, 就地控制柜能自动调节其开度。除了模拟量指令之外, 还有快关、快开等开关量指令。
2.6 模拟量控制系统 (MC S)
MCS系统调试包含各个可调节机构的传动、显示及设计有自动调节功能的控制回路的自动调节等。在动态投运前要做好静态试验, 主要包括调节方向、过程值及设定值的信号是否正确、限幅及限速率是否设置等。
2.7 整套启动阶段
在整套启动阶段还包括CCS投入、AGC及一次调频试验等。
3 安全管理
不管在调试的任何阶段安全都是摆在第一位。在前期准备阶段是进行安全学习的最佳时期, 通过对安全规章制度、特别是安全案例 (包括未造成事故但有重大隐患的案例) 的学习, 深化安全意识。在进入现场调试的初期及中期, 设备安装一般均还在紧锣密鼓地进行, 现场的主要外部危险源有:孔洞、脚手架、电焊火花、有毒烟雾气体、切割噪音等。针对这些危险源, 在进入相关场地前应配戴好防护装备, 如手电、耳塞、口罩等。专业负责人及安全员如果发现班组成员存在违章、特别是一些潜在的不安全行为, 应严厉批评制止以杜绝习惯性违章。在设备或机组运行期间有涉及交叉作业应该加强与其他单位、专业的沟通, 在进行逻辑强制的时候要仔细检查, 特别是在整套启动期间, 需要执行好逻辑异动单制度, 执行强制必须有执行人和监护人双重确认。安全管理除了需要遵守规章制度、定期安全学习之外, 还需要具备足够的专业知识和经验做保障, 安全跟业务能力从某种角度来说是相互促进的, 必须共同进步。
4 结语
火电厂新建机组热工调试是一个任务繁重、时间跨度长、需要多方协调共同完成的工作。总之, 做好前期准备并制定好详细的工作计划是做好热工调试的重要基础, 在调试时多与其他专业沟通、细致的进行连锁试验是做好热工调试的重要保证。
摘要：火电厂新建机组调试是一个复杂的工程, 热工专业在其中扮演着重要的作用, 基本上所有专业在调试时都跟热工专业有交叉。本文主要介绍热工专业在调试前需要做的准备、调试的主要内容 (包括分系统及整套启动) 以及调试过程中的安全管理等方面的工作。
关键词：新建火电机组,热工,调试
新建机组保证真空严密性的措施 篇2
运行中影响凝汽器性能的主要因素之一是漏空气量, 因为凝汽器是负压运行, 漏空气是不可避免的, 但对于新建机组只要严把安装关, 就有可能将漏气量降到最低, 从而得到满意真空值。凝汽器真空度对机组运行安全性和热经济性有很大影响, 在运行中, 凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。另外, 真空下降使汽轮机排汽缸温度升高, 引起汽机轴承中心偏移, 导致了轴向推力增大, 使推力轴承过负荷, 影响机组安全运行, 所以在机组运行中都把真空系统严密性作为重要的考核指标, 要保证机组的真空度就要从源头上去堵住可能产生泄漏的地方。在这里不谈引起真空度下降的设备原因 (如:凝汽器换热面积、循环冷却水量和温度、真空泵的机械性能等) , 只讨论外部原因造成的真空度降低的一些预防和改进措施。
2 凝汽器真空原理分析
凝汽器内的真空实际上是凝汽器内汽液共存状态下的饱和压力。凝汽器内的压力由排汽的冷凝温度确定, 此温度由热平衡和换热器的端差决定。
冷却水由入口温度tw1逐渐吸热上升到出口处温度tw2, 冷却水温升:Δt=tw2-tw1。蒸汽凝结温度ts与tw2的差为传热端差, 以δt表示:δt=ts-tw2, 则主凝结区的蒸汽温度为:ts=tw1+Δt+δt。凝汽器中蒸汽压力为ts所对应的饱和压力。由于凝汽器中还存在不凝结气体, 所以凝汽器总压力实际上是凝汽器中蒸汽分压和不凝结气体分压之和, 抽气器的作用就是抽出不凝结气体降低不凝结气体的分压, 同时减小换热端差。提高机组真空的途径主要是尽量减小凝汽器中不凝结气体和降低蒸汽冷凝温度。
3 保证凝汽器真空度安装中应注意事项
3.1 凝汽器组合安装时的注意事项
现在300MW和600MW凝汽器都因为体积偏大, 运输不便, 由制造厂分成若干件分批运到现场, 由现场进行组合。现场组合各电厂条件不一致, 场地宽窄不同, 给现场施工容易造成不便。凝汽器在组合拼装的过程中需要大量的焊接, 而且位置各不相同, 容易在焊接的或程中造成气孔或夹渣造成以后的二次泄露。所以我们应该加强这一方面的质量控制。具体采取以下方法:
施工前必须制定严格的焊接方案, 有专门的人员对焊接质量进行跟踪。对于外部和大气相通的密封焊缝必须由有经验且责任心强的老焊工来施工, 对于所有的焊缝应分工明确, 确定专门的焊工, 避免出现同一位置交叉施工的现象, 以便于澄清每一个位置的责任人。
焊缝的检查应按照有关规程进行严格操作, 先进行渗油试验, 最终以后再进行泡水检验, 过程不能省略, 渗油试验尽量选用煤油, 用量应足够以避免渗透不出来。
要抓住易渗漏的位置进行重点防范。如板与板之间的首、尾部, 焊缝之间的接头处, 位置狭窄不易施焊的地方, 特备是与外部连通的管道密封部位都应重点突出检查。凝汽器内部空气冷却区是为了减轻抽汽器的负荷, 以便于减少蒸汽的含量, 所以此处密封挡板也应按照外部焊接标准来要求。
加强冷却水管的胀接和焊接质量。现在的300MW机组冷却水管有许多采用不锈钢管或钛管, 要求在胀完后还需焊接, 焊接时应注意彻底清除端板上的灰尘, 凝汽器两端还应用帆布当上避免出现气流影响焊接质量。焊接后应立即进行找色检查, 及时处理。
3.2 外接系统注意事项
系统的不严主要是通过机组真空系统的不严密处漏入, 另一个是随同汽轮机蒸汽一起进入凝汽器。由于锅炉给水经过多重除氧, 所以后者数量不多, 约占从凝汽器抽空气总量的百分之几。因此, 抽出的空气主要是通过机组负压状态部件的不严密处漏入。除了凝汽器自身的严密性外, 真空系统的气密性, 它们包括给水加热器、低压汽缸、轴封、向空排气及所有蒸汽排往凝汽器的疏水管道等。从近些年来安装有关真空系统出现的问题总结出应注意以下事项:
哈汽300MW汽轮机组轴封系统由汽封供漏汽母管、调节装置、轴封加热器、减温减压器等组成, 大、小机轴封采用同一系统, 设计复杂, 自调困难, 容易发生积水和撞管;哈尔滨热电厂300MW机组的轴封系统的设计管路比较长, 中途的弯折点比较多, 更加容易造成积水现象, 我们在施工中主动联系有关的设计部门, 在原有疏水点的基础上又增加2～3个放水点, 并装设自动疏水器, 疏水器后汇成一根￠57母管连至疏水扩容器。
小机轴封设计不合理。在以前的淮北2#机组试运行时就曾发现小机外汽封一直漏空气, 主要是因为主机轴封通过高低压差进行自密封和自动跟踪, 而小机的轴封送汽则由于前后轴封由同一根管道从辅汽直接引入, 前后轴封阻力不等, 所以前后送汽压力难于调整和自动调节跟踪, 导致了小机前后轴封漏空气。所以针对上述情况, 征求设计院同意后, 根据压力匹配原则对小机轴封送汽改为由主机的低压轴封母管供汽, 而原有的汽源做为备用。同时在前轴封进汽管道上加装手动门, 达到轴封进汽自动调节和手动控制, 改造后效果明显, 前后轴封漏空气量减少到10n Pa·L/s数量级以下。
轴封间隙大。在施工单位安装中人为的把间隙调大, 是因为担心间隙小易发生摩擦, 从而导致振动和轴弯。针对此问题建议在新机组安装中轴封间隙应调整合理, 不能以放大间隙保安全, 应按照厂家要求的间隙值下限进行调整。
汽轮机低压缸前后轴封、小汽机轴封以及小汽机缸体和排气缸法兰连接结合面处易产生泄露。这些地方普遍存在汽缸紧固螺栓的紧力较弱, 而在汽缸变形时该位置变形量又较大。建议在安装过程中应该重点检查该处间隙, 如果间隙小者可以用局部刷镀办法;间隙大者, 可采用局部补焊或喷涂, 经过处理后必须保证在紧1/3螺栓的情况下, 该处0.03mm塞尺不入。
在系统管道保温工作前应严格检查管道上是否有遗留的孔洞, 特别是轴封漏气管道, 和其他各专业施工队伍仔细核实后方可保温。
3.3 真空系统泡水试验注意事项
真空系统的泡水试验是安装过程中检验真空严密性最有效和最直接的方法, 这步工作必须集中大量的人力进行全面性的检查, 及时发现和消除问题, 尽可能的不留隐患。泡水过程中需要的注意事项如下:
真空系统的泡水查漏试验应在全部真空系统管道完成, 且保温工作未进行之前进行。这样检查才具有直接性和全面性, 能够对漏点更好的发现。
泡水水位按照电力规范规定应在汽封洼窝下方100mm处, 绝对不能低于这个高度, 因为如果低于这个高度会有部分凝汽器内部管道焊口不能泡到, 容易留下隐患。
让尽可能多的系统参与到泡水之中, 如抽气管道、轴封管道以及低压加热器罐体本身等, 有助于发现相关联的漏点。
发现漏点处理完毕后应重新泡水检查, 必须经过二次确认。
4 结束语
综上所述, 可以看出汽轮机组的真空系统严密性问题是一个综合性的问题, 涉及到管理、检修、运行的方方面面, 并且具有一定的技术难度。只要认真解决好上述几个方面的问题, 并将其进一步细化, 汽轮机组真空系统严密性差的问题是一定可以解决的, 我们这里只讨论了机组安装过程中的控制要点, 这也是保证真空性能的一个基础点, 要彻底解决必须对影响因素逐一消除并长期做好处理效果的保持。经过综上所述的方法, 在近两年我所施工建设的哈尔滨热电厂2*300MW和姚孟发电厂600MW机组的真空值均达到95Kpa以上, 取得了良好的效果, 为电厂的顺利投产提供了有利的保障
摘要：为避免新建机组凝汽器在运行中的真空度偏低, 就必须在真空系统安装中采取有效的检查和措施, 作者结合近两年来大型机组在安装和试运行中的真空系统的一些经验, 提出对于汽轮机组真空问题的预防措施和改善的方法, 以供同行们参考。
关键词：凝汽器,真空,安装,措施
参考文献
[1]哈尔滨汽轮机厂凝汽器说明书及图纸.
新建机组 篇3
1.1 相关概念
盈亏分析:又叫量本利分析或保本分析。它是根据企业的产量(或销售量)、成本、利润三者之间的相互关系,进行综合分析,用以提高企业的经济效益。进行盈亏分析,关键是确定盈亏平衡点。
盈亏平衡点:是指使企业销售收入与总成本相等的一点,在此点上利润为0,既无盈利也不亏损,它是盈利与亏损的转折点。高于此点则盈,低于此点则亏。
最基本的确定盈亏平衡点的计算公式:销售收入=总成本
销售收入:是指企业销售商品、产品取得的收入。即销售收入=单价×产量(销售量)
总成本:分为变动成本和固定成本。变动成本是指企业在可变投入要素上的支出,是随着产量的变化而变化的成本,如直接材料费等;固定成本是指企业在固定投入要素上的支出,是不受产量变化影响的成本,如折旧等。
公式:总成本=固定成本+变动成本=固定成本+单位变动成本×产量
1.2 盈亏平衡点计算公式
即:Q 0=F/(P-V)
式中:P为单价;Q0为盈亏平衡点的产量(销量);V为单位变动成本;F为固定成本。
1.3 盈亏平衡分析图
上图中:R线为销售收入曲线,它表示随着企业产量的增加,总收入不断上升。在价格不变的情况下,它表现为一条直线;若价格随市场的需求波动,则是非线性关系。
C线为企业的总成本曲线,它表示随着企业产量的增加,总成本不断上升。一般情况下,它表现为一条直线。
R线与C线相交于Q0点,此点为盈亏平衡点。当产量Q
下面以两台300MW机组为例进行盈亏平衡分析。
2 机组相关数据测算
1)2×300MW机组扩建项目总投资按250 000万元测算,其中20%资本金,80%为长期借款。
2)消耗性指标根据《可行性研究收口投资估算及经济评价》,并结合全国300MW机组平均值,供电煤耗取335.62克/千瓦时、发电厂用电率取5.99%、供热煤耗取36.47公斤/吉焦、供热厂用电率取14.74千瓦时/吉焦。
3)上网电价:根据*省物价局文件规定,上网电价按396.8元/兆瓦时测算。
4)热价:按物价部门实际批复价格,集中供热价为27.5元/吉焦。
5)标煤单价:考虑煤炭市场行情,按650元/吨测算。
6)水费:根据初可研报告,2*300MW机组年耗水量396.6万吨,水价按2.7元/吨测算,全年水费支出1 071万元。
7)材料费:按照集团公司运行材料费定额8元/千瓦,系数1.3(基数为1,结合实际情况,供热加0.1、中速磨加0.1、废水回收利用加0.1),脱硫费用700万元测算,年消耗材料费用为1 324万元。
8)修理费:按照集团公司国产机组规定其修理费用不得大于原值的1.5%考虑,全年修理费测算为3 500万元。
9)折旧费:按照残值率5%,使用寿命20年,计算年平均折旧费用约12 825万元。
10)工资及附加:根据《可行性研究收口投资估算及经济评价》中2*300MW机组人员定额209人计算,人均工资收入6万元,工资附加按工资的53%测算,年工资及附加共发生1 919万元。
11)其它费用:按20 00万元测算。
12)财务费用:按长期贷款利率7.05%,年财务费用预测为15 228万元。
3 机组盈亏平衡分析
3.1 分析原则
1)2*300MW机组为亚临界直接空冷供热机组,根据财务计算口径,其变动成本为燃料成本及排污费用,而固定成本包括:水费、材料费、修理费、折旧费、工资及附加以及其他费用。由于其投入资本的80%靠借款,财务费用比例较大,故在实际分析中将财务费用也列入固定成本中,避免出现总收入=总生产成本,但利润为负数的情况;同时考虑到销售税金与收入的关系,将销售税金列入变动成本。
2)热电联产机组应分别就电与热进行盈亏平衡分析,但考虑到只要在供热能力范围内,电厂供热量是受市场需求的影响而变化的,供热方不管是盈利还是亏损,其成本是必须发生的;同时也考虑到如果人为将固定成本分摊为发电用与供热用,会导致上网电量盈亏平衡点及供热量盈亏平衡点的偏离,故在此分析中不将供热与发电区分,而是作为一个整体来进行分析,即通过总收入=总成本的方程来进行计算(根据集中供热整体规划,2*300MW机组供热暂按100万吉焦考虑,供热量对盈亏平衡的影响在影响因素中进行详细分析)。
3.2 总销售收入(上网电量单位为亿千瓦时)
总销售收入=上网电量×上网电价+供热量×热价
=上网电量×10×396.8/1.17元/兆瓦时+100×27.5/1.13=3 391.45×上网电量+2 433.63(万元)
3.3 总成本
3.3.1 总固定成本见下表:
3.3.2 总变动成本=燃料费用+环保费用+销售税金
1)燃料费用=发电、供热用标煤量×标煤单价
发电用标煤量=上网电量×上网煤耗
上网煤耗=供电煤耗×(100-发电厂用电率)/(100-综合厂用电率)=335.62×(100-5.99)/(100-7)=339.26(克/千瓦时)
发电用标煤量=上网煤耗×上网电量/100=3.392 6×上网电量(万吨)
供热用标煤量=供热量×供热煤耗=3 6470(吨)
燃料费用=(发电用标煤量+供热用标煤量)×标煤价
=2 205.19×上网电量+2 370.55(万元)
发电单位燃料成本=上网煤耗*煤价/1 000=220.52元/兆瓦时
供热单位燃料成本=供热煤耗*煤价/1 000=23.71元/吉焦
2)环保费用=二氧化硫排污费用+烟尘排放费用+氮氧化物排污费用
根据各项费用的计算公式,各参数选相应数据(脱硫效率95%、脱氮效率25%、电除尘效率99.91%、入炉煤发热量按19.5兆焦/公斤),推算出每燃烧1吨标煤共需交纳排污费用15.84元。
即:环保费用=总标煤量×15.84元/吨=53.74×上网电量+57.77
3)销售税金=总销售收入×1%=33.92×上网电量+24.34
合并计算后总变动成本=2 292.85×上网电量+2 452.66(万元)
3.4 盈亏平衡点测算及相关电量盈亏分析表、图
3.4.1 盈亏平衡点计算(上网电量单位为亿千瓦时)
电力收入+热力收入=总固定成本+总变动成本
3 391.45×上网电量+2 433.63=37 867+2 292.85×上网电量+2 452.66
1 098.6×上网电量=37 886.03
盈亏平衡点上网电量=34.49万千瓦时
3.4.2 相关电量盈亏分析表
3.4.3 盈亏平衡分析
根据以上分析得出,当电价在396.8元/兆瓦时,所有费用控制在上述范围之内,2×300MW机组对应的盈亏平衡点为34.49亿千瓦时,对应发电量为37.08亿千瓦时,利用小时6 180小时。
4 关联因素变化分析及降低盈亏平衡点应采取的措施
盈亏平衡点是总收入曲线与总成本曲线的相交点,因此分析影响盈亏平衡的因素,就需要从总收入曲线和总成本曲线入手。
4.1 固定成本对盈亏平衡的影响
在盈亏平衡分析图中,我们假设总收入曲线不移动,固定成本曲线下降,则总成本曲线也相应下降到虚线的位置。它表示,固定成本减少导致总成本减少。此时,我们看到盈亏平衡点向左移动,这意味着成本减少时,企业实现盈亏平衡的产量降低;反之,则盈亏平衡点向右移动,意味着成本增加时,企业需要达到更多的产量才能实现盈亏平衡。
具体说:固定成本每减少1 000万元,盈亏平衡点向左移动9 100万千瓦时,即上网电量达到33.58亿千瓦时就会达到零利润,而9 100万千瓦时的上网电量会形成新的利润增长点。
降低固定成本,首先是要严格实施精品计划,控制工程质量、造价和生产准备,达到一是以降低造价来降低财务费用,二是以质量与技术保安全,以安全减少维护费用的目的。其次要加强成本控制,推行责任成本,把成本控制目标细化到个人,同时实施有效的事中控制,将水费、材料费、修理费等降到最低;最后要在银行借款的执行利率方面进行合理筹划,切实减少利息支出。
4.2 变动成本对盈亏平衡点的影响
在盈亏平衡分析图中,我们假设总收入曲线与固定成本曲线均不发生变化,使总成本曲线靠近X轴,即斜率减小,此时盈亏平衡点左移。而要想使总成本曲线斜率减小,只有降低变动成本,才可以达到在较低产量下实现盈亏平衡的目的。而要降低变动成本,主要是要降低标煤单价与供电煤耗,也就是能源消耗、燃煤价格降低;反之,变动成本增加,盈亏平衡点右移,企业需增加产量来实现盈亏平衡。
4.2.1 标煤单价对变动成本及盈亏平衡点的影响
标煤单价每变化1元/吨,影响变动成本变化120万元,影响盈亏平衡点上网电量变化1 090万千瓦时。
标煤单价对盈亏平衡点的影响
降低标煤单价,一是要强化燃料管理,通过合理调整煤比结构,减小入厂与入炉煤热值差、优化入炉煤的合理配置来降低标煤单价;二是要充分掌握燃煤市场变化情况,适时采取招投标措施等来降低标煤单价。
4.2.2 供电煤耗对变动成本及盈亏平衡点的影响
供电煤耗每变化1克/千瓦时,影响变动成本变化232万元,影响盈亏平衡点变化1 960万千瓦时。
要降低供电煤耗,必须从严把设备质量、加强生产准备人员培训及优化运行调整手段等方面入手,减少燃煤、燃油消耗,力争供电煤耗于投产当年实现集团公司平均值,随着机组的稳定运行逐年递减。
供电煤耗对盈亏平衡点的影响
4.3 总收入对盈亏平衡的影响
由盈亏平衡图可以看出,当总收入曲线的斜率变大时,它向Y轴倾斜,盈亏平衡点向左移动,而要达到此效益,必须通过提高电、热价格;反之,电、热价格降低就需要较大的产量来实现盈亏平衡。
具体说:
1)上网电价每变化1元/兆瓦时,影响电力收入变化295万元,影响盈亏平衡点上网电量变化2 710万千瓦时。
2)热价每变化1元/吉焦,影响热力收入变化88.5万元,影响盈亏平衡点上网电量变化813万千瓦时。
要想提高电、热价格,必须依托集团公司的支持,增强与地方政府的沟通与协作,加大价格攻关力度,积极推动煤电价格联动、煤热价格联动和脱硫、脱硝电价工作,争取合理的电、热价格。
4.4 供热量变化对盈亏平衡点的影响
以上分析均是在供热量保持100万吉焦不变的情况下进行的分析,那么供热量变化对盈亏平衡点有无影响?从盈亏平衡图来看,当供热量增加时,其收入曲线及总成本曲线斜率加大,均向Y轴移动,但收入曲线的变化幅度大于总成本曲线的变化幅度,最终导致盈亏平衡点向左移动;反之,当供热量减小时,盈亏平衡点向右移动。
具体说,当供热量由100万吉焦增加到200万吉焦时,影响盈亏平衡点向左移动19 090万千瓦时(考虑供热量增加对供电煤耗的向下拉动作用),即供热量增加有利于利润的增加。
5 结语
通过盈亏平衡分析可以看出,降低煤价、降低供电煤耗、提高电、热价格,增加供热量是降低上网电量盈亏平衡点的有效措施,从而带动利润的增长,除以上措施外,还可通过增加发电量、降低工程造价、优化贷款结构、控制成本支出等途径来实现,最终实现2*300MW机组效益的最大化。
摘要：通过盈亏分析的理论阐述和两台300MW机组的案例分析,从成本、收入两个侧面进行全方位分析,找出固定成本、标煤单价、供电煤耗、收入、供热量等影响因素,进一步进行关联分析,提出应对措施,为300MW火电机组的运行经济性测算和评价做了一些有益的探索。
关键词：火电机组,盈亏平衡点,测算,关联因素,变化分析
参考文献
[1]王志超.火力发电厂生产经营管理指标释义与计算[M].太原:山西经济出版社,1998.
[2]李佩,杨文杰.会计学[M].北京:电子工业出版社,2010.
[3]陈澎,王远利.财务会计实务[M].北京:机械工业出版社,2010.
新建机组 篇4
CPR1000机组的安全壳是一个外径38.8m, 高56.68m, 壁厚约0.9m, 自由体积49400m3内附钢内衬的圆柱形预应力钢筋混凝土构筑物, 其筒体上开有几百个供流体、信号、电源传输的贯穿件, 机组建设期间通过安全壳试验 (CTT) , 验证安全壳在LOCA工况下能够包容放射性物质。机组启动后, 通过安全壳日常泄漏率在线监测系统, 每日监测安全壳的泄漏率, 保证运行期间放射性物质对环境的释放在允许范围内。
1) 安全壳日常泄漏率监测原理
CPR1000机组正常运行期间安全壳内部压力在-40-+60mbar.g之间循环, 安全壳日常泄漏率是监测安全壳在60mbar.a时对环境的释放泄漏率。因安全壳内的压力是一个循环过程, 所以通过监测安全壳每日对应压差△P下的泄漏率QId, 然后换算到60mbar.a的泄漏率QI60。
2) 泄漏限值要求
核电站运行技术规范对安全壳日常泄漏率有两个限制, 第一限值为5Nm3/h, 第二限值为10Nm3/h, 具体的要求为:
QI60≤5Nm3/h, 正常运行;
5Nm3/h<QI60<10Nm3/h应立即查找泄露原因, 如果3天内无法找到原因, 机组应在14天内后撤到MCS (维修冷停堆) 模式;
QI60≥10Nm3/h时, 后撤时间只有3天。
1 影响安全壳日常泄漏率的因素
1.1 机械贯穿件隔离阀的密封性
CPR1000机组约有84组机械贯穿件隔离阀需进行密封性试验, 试验结果直接影响安全壳的日常泄漏率。
1.2 B类贯穿件的密封性
B类贯穿件主要包括电气贯穿件、人员闸门、设备闸门、燃料传输通道。这部分设备的等效直径大, 且通过软质密封圈密封, 经常开关导致密封圈磨损后会发生泄漏。
1.3 正常运行期间常开隔离阀所在系统功能完整性
机组正常运行期间贯穿件隔离阀为开状态的系统在安全壳内大气和壳外大气的隔离功能是否完整, 对安全壳的泄漏率有影响。
2 新建机组存在的问题
2.1 建设周期长
新建机组贯穿件隔离阀密封性调试试验从冷试前开始到CTT前完成, 持续5个月左右, 第1个贯穿件试验完成到机组装料间隔约10个月时间, 期间隔离阀所在系统并非一直处于运行状态, 阀门密封性能会发生改变 (图1) 。
2.2 施工环境差
工程建设期间, RX厂房内存在大量打磨切割作业, 产生大量的烟尘, 建设期间遗留的建筑灰尘, 虽在CTT前进行工业清洁, 但仍遗留少量灰尘, CTT排气阶段以及机组建设后期RX厂房通风投运后, 灰尘会随空气进入通风系统, 对通风系统的贯穿件隔离阀密封面产生影响。
目前, 国内核电站基本建在沿海, 湿度大, 尤其在RX厂房通风不可用阶段, 极易导致部分碳钢管道腐蚀生锈, 影响隔离阀门密封性。
2.3 设备缺陷多
阀门检修:在CTT后到机组装料的4个月时间内, 陆续有隔离阀进行解体检修, 如不进行密封性再鉴定, 将存在泄漏率超标的较大隐患。
系统故障:部分运行期间安全壳隔离阀为开的系统, 由于个别阀门或系统连接件的密封性能下降, 导致RX厂房内气体与环境相通。
3 预防措施
通过对近年新建机组安全壳日常泄漏率异常事件的原因分析, 总结出几项预防措施, 并在2台新建机组上实施, 效果良好, 可供同行从业人员参考执行。
3.1 安全壳隔离阀密封性再鉴定
3.1.1 检修安全壳隔离阀密封性再鉴定
工程建设期间, CTT后由于安全壳隔离阀故障等原因, 导致阀门检修, 准确梳理隔离阀检修清单, 及时评价密封性试验必要性及实施密封性再鉴定试验尤为重要。
建议在CTT后可召集工程调试、安装、计划以及电厂维修、计划进行讨论, 确定CTT后阀门维修信息的通报规则, 由电厂维修、技术专业评价阀门密封性再鉴定的必要性, 在装料前按照调试验收准则完成所有需密封性试验的隔离阀再鉴定工作。
3.1.2 大管径贯穿件隔离阀密封性再验证
可在装料前针对是管径较大的通风系统贯穿件, 以及阀门结构特殊对介质 (如灰尘) 的敏感度较高的隔离阀进行密封性再鉴定试验。通过在两台新机组的几次试验, 均发现部分阀门存在泄漏率超标情况。
3.2 装料后B类贯穿件密封性试验
由于机组装料会打开燃料传输通道运输燃料, 以及打开设备舱门运输大型设备, 在燃料传输通道和设备舱最终关闭后需重新进行密封性试验。
因装料到机组临界, 0/8米人员闸门都处于经常动作的状态, 其密封圈可能会受到磨损, 在机组离开MCS (冷停堆维修模式) 前, 应完成0/8米人员闸门的密封性试验。
3.3 泄漏率监测与预判, 发现问题及时处理
3.3.1 安全壳内的压力监测
新建机组首次临界后启动安全壳日常泄漏率监测系统, 因泄漏率监测系统需至少5日进行初始化后才能计算出第1个安全壳泄漏率值, 故需要每日监测安全壳压力上涨情况。
如安全壳压力连续2日不上升, 则需立即进行泄漏查找。
若安全壳压力上升, 根据理想气态方程和质量守恒, 将进入RX厂房的压缩空气流量QSAR, 换算成安全壳内部压力变化数值, 与对应时间内的安全壳内实际压力变化进行比较, 同时也可结合当日QId, 进行综合判断。
计算过程如下:
对QSAR使用理想气态方程P0V0=m RT0
对安全壳内的气体变化使用理想气态方程△PLVL=△m RTL
假设安全壳不泄漏, QSAR进入RX厂房的气体质量与安全壳内气体质量变化相等, 即m=△m, 令V0=QSAR·t, 则上述两式联解:
其中:
△PL为安全壳内由于SAR进入导致的压力上升;
P0为SAR气体对应的压力101325Pa;
T0为SAR气体对应的温度273K;
TL为t对应的安全壳内的平均温度;
VL为安全壳内部自由体积;
t为时间。
3.3.2 泄漏率预判
通过分析安全壳日常泄漏率在线监测系统在机组临界后前3-4日的半小时数据, 对数据进行筛选, 剔除异常数据, 根据每日的 (QId, △P) 初步计算QI60, 如已大于5Nm3/h, 应做进一步详细分析确认。
摘要：安全壳作为核电站第三道安全屏障, 其密封性在事故工况和日常运行期间都必须得到保证, 以包容放射性物质, 达到保护公众和环境的目的。近年来国内新建CPR1000机组在首次临界后发生了几起安全壳日常泄漏率超过或接近第一安全限值的异常情况, 本文主要分析CPR1000新建机组安全壳日常泄漏率异常频发的原因及预防措施。
关键词：安全壳,泄漏率,CPR1000新建机
参考文献
[1]RCC-G 86版[Z].